短路电流衰减影响发电机过负荷保护的仿真分析

张兵海,王献志,刘清泉,陈天英,张卫明

(国网河北省电力有限公司电力科学研究院,河北 石家庄 050021)

对于大型发电机,定子和转子的材料利用率很高,其热容量与铜损比值较小,热时间常数比较小,为防止受到过负荷的损害,大型发电机都要装设反应定子绕组的平均发热状态的过负荷保护[1],GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》规定,3 k V电压等级及以上的发电机均应配置发电机定子绕组过负荷保护[2]。一般理解发电机定子过负荷保护不仅承担定子绕组过负荷导致的过热等异常工况的保护,还对设备起着后备保护的作用,但是通过简化后的短路电流时域计算和仿真软件的仿真计算说明发现,因为短路电流衰减特性的存在,按整定导则整定的发电机定子过负荷保护无法承担后备保护的作用。

1 发电机定子绕组过负荷动作特性及整定原则

发电机定子绕组过负荷保护,保护取发电机中性点三相电流的最大相电流,一般由定时限和反时限两部分组成。根据DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(简称“整定导则”)[3],过负荷保护的定时限按躲发电机定子绕组长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定:

式中:Krel为可靠系数,一般取1.05;IGN为发电机定子绕组一次额定电流,A;Kr为返回系数,一般取0.9～0.95,条件允许应取较大值;na为电流互感器变比。

保护延时(躲过后备保护的最大延时)动作于信号或自动减负荷。保护门槛实际取值范围为1.105～1.167倍,工程整定时应躲过发电机最大连续出力功率的额定电流,如350 MW机组的最大连续出力功率可能为380 MW,600 MW机组可能最大连续出力功率为660 MW。

一般认为,保护能反应系统(电网)故障,220 k V输电线路的保护最长延时一般为5.0～6.0 s,500 k V输电线路的保护最长延时一般为6.0～7.0 s,因此延时可直取9.0 s。

过负荷保护的反时限根据发电机制造厂提供的过负荷能力确定,动作特性见图1,保护的动作公式为

图1 发电机定子绕组允许过电流曲线

式中:Ktc为定子绕组热容量常数,机组容量Sn≤1 200 MVA时,Ktc=37.5,具体以厂家提供数据为准;I*为以发电机额定电流为基准的标幺值;t为允许的持续时间,s;Ksr为散热系数,一般取1.02～1.05。

工程整定时,Ktc取值略小于制造厂提供的发热系数,即略小于37.5,一般取值35,可以保证一定的裕量;起始电流Iop.min*与定时限门槛配合,取1.0～1.05的配合系数;上限截止电流Iop.max*取机端三相短路电流;下限延时tmax可取一较大数值延时,如1 000 s或取公式计算值;上限截止时间tmin与线路保护的速动保护配合,一般取0.3 s或0.5 s。

根据以上动作特性,认为发电机定子过负荷保护对发电机变压器组以及近端输电线路范围内设备起着后备保护的作用[4],在发电机变压器组或输电线路近端短路时,发电机变压器组或线路主保护拒动时,发电机定子过负荷保护应该动作。

得此观点的基础是没有考虑短路电流的衰减特性,当考虑短路电流的衰减特性时,将会产生不同的结论。

2 短路过程中发电机阻抗的变化特性

发电机机端三相短路电流,以U相为例:

公式(4)中的前半部分为短路电流周期分量,后半部分为非周期分量。

本文以350 MW机组为例进行计算,发电机参数为:Pe=350 MW,Ue=20 k V,cosφ=0.85,X″d=0.180 2/0.195 9(饱 和/不 饱 和 值),X′d=0.233 5/0.265 3(饱和/不饱和值),Xd=2.171 4,T″d=0.035 s,T′d=0.97 s,Td0=8.47 s;主 变 压 器参数为:Se=430 MVA,额定电压20/236 k V,短路阻抗XT=0.18。

定性分析按不考虑非周期分量考虑,取θ0=90°,则:

由此可以看出,发电机提供的短路电流不是恒定值,而是按一定规律和时间常数衰减变小的电流。

对于这种带有指数的复杂运算,手工计算的准确度和复杂程度比较大,而一般工程现场的短路电流计算,均对公式进行了简化。采用简化的计算方法计算出来的短路电流,在发电机变压器继电保护整定计算时,可能会使保护灵敏度的计算不准确,进而产生不正确的结论。

同样的方法也适用于计算两相短路电流以及主变压器高压侧短路电流。主变压器高压侧短路计算时,阻抗参数中增加主变压器短路阻抗XT,不对称短路计算时阻抗参数中增加负序阻抗X2。

使用软件进行仿真计算,因为复杂的公式已定义到模块中,通过建模仿真进行计算,则有助于计算不同时域的短路电流,进而掌握其灵敏度的变化情况。

3 PSCAD建模仿真计算

与Matlab不同,PSCAD是专用于电力系统暂态仿真的工具,可以通过图形化的组合,搭建所要计算的机组小系统,对不同位置、不同短路形式、不同时域的短路电流进行仿真计算。

本文以示例的350 MW机组搭建模型,见图2。

图2 发电机变压器短路仿真计算模型

在图2中,因为仅计算发电机机端、主变压器高压侧短路时发电机提供的短路电流,计算时设置的短路形式为金属性短路,不存在系统电流助增的问题,因此图2中的系统等效模块与机组脱开,脱开后不影响软件计算与仿真。

图3为发电机模块设置参数。图4为主变压器模块设置参数。过负荷反时限保护模块见图5。

图3 发电机模块参数

图4 主变压器参数模块

图5 过负荷反时限元件保护模块

因为PSCAD的反时限模块与国内保护动作公式略有区别,图5的反时限模块中增加了启动元件模块。

因此,过负荷反时限元件51中的启动门槛按国内保护动作公式的散热系数取值,一般取1.02～1.05,本文中取1.02;IEC的极端反时限的A固定为80,因此根据国内的《整定导则》,发热系数一般取33～37.5,本文中取35,因此取TD=35/(80×1.022)=0.420 5。

独立设置的启动元件门槛取1.105 Ie。

图6为机端三相短路仿真计算结果,保护未动作。(仿真设置的故障起始时间t=5.0 s)

图6 发电机机端三相短路仿真计算结果

图6 中,IiG为发电机机端电流瞬时值,IG_rms为发电机机端电流有效值,IG_rms_pu为发电机机端电流标幺值,IiG_output为过负荷反时限保护元件的动作输出(动作后输出为1,正常状态输出为0)。标幺值计算是大于启动门槛之后开始计算,小于启动门槛后不再进行计算。

更改故障类型和故障位置,仿真机端两相短路和主变压器高压侧三相、两相、单相短路故障,计算数据均说明,保护不会动作。

图2中的励磁调节器模型采用的是励磁理想模型,即认为在所模拟故障的发展过程中励磁输出参数不变化,更改励磁调节器模型为交流励磁模型(IEEE AC1 A～8B,即三级励磁或无刷励磁形式)或静态励磁模型(IEEE ST1 A～7B,即机端励磁变或定子副绕组励磁形式)发现,短路电流衰减时间更短,保护仍不会动作。

更改TD设定值,仿真测试过负荷反时限保护的TD动作边界,结果见表1。

表1 改变发热系数后对不同位置的保护动作试验结果

表1数据说明,对于机端三相短路,只有当TD≤0.047时,反时限保护才可以动作,相当于国内保护动作公式中的发热系数Ktc≤3.9。因为PSCAD软件内部置死的TD的最小取值为0.01,因此试验的最低限整定TD时,对于主变压器高压侧两相短路和单相短路,保护不动作。

4 结论

(1)对于发电机变压器组,不论故障位置在机端还是主变压器高压侧,不论故障的短路形式如何,短路电流均呈现为衰减特性。只有当短路阻抗中的非发电机阻抗远大于发电机阻抗时,才可以忽略其衰减特性。

(2)按照《整定导则》取值的发电机定子绕组过负荷保护反时限保护对于发电机机端到主变压器高压侧、输电线等设备的各种短路故障没有灵敏度,起不到后备保护的作用。

(3)反时限保护的“上限动作时间(tmin)”定值宜取可能的较小数值,如0.3 s或0.5 s,满足其与出线快速保护动作时间在数值上的配合即可。

(4)发电机定子绕组过负荷保护作用于保护电气设备的过热(引入温度测量值)、过载或周期性过载(如失磁失步导致的过载)等异常工况,以及内部或系统原因导致的电流长期异常等。

(5)同样的方法适用于对发电机转子表层过负荷(定子负序电流过负荷)保护的分析。

(6)在PSCAD中将励磁调节器模型、汽(水)轮机调速器模型、电网等效模型完善后,可进行发电机失步、振荡过程中发电机定子过负荷保护的动作行为研究,检查过负荷反时限与失步保护的配合情况。